对新能源上网电价及电量的新改革方向。国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（“通知”），我们认为“通知”是对新能源上网电价，以及保障性上网电量等方面提出改革方向。主要改革内容包括上网电价全面市场化、建立新的价格结算机制，并以2025 年6 月1 日为节点划分存量及增量项目，实行区别性管理：

1） 推动上网电价全面市场化：政策方向是推动风电及太阳能发电项目上网电量全部市场化，上网电价由市场交易决定。这方面市场应有预期。

2）建立新能源价格结算机制：新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算；3）区分存量和增量项目分类施策：存量项目和增量项目以2025 年6 月1日为节点划分，存量项目的机制电价与现行政策仍有较好衔接，电量可自主确定执行机制的比例，但不得高于上一年。增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定，电量规模则由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。

风/光配储政策的弹性可能提高。另外，“通知”亦列出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。我们理解是对于风电及太阳能发电项目配储容量（储能时长或相对项目装机量的分比），有机会转为更具弹性的政策。

新政策对存量项目影响温和，对体量较大的新能源运营商短期盈利影响轻微。

目前市场对近年高速增加装机的风光项目提高市场化已有一定预期，对于“通知”设置存量/增量的区別性管理，能一定程度维持旧有项目的回报。至于对新增项目的电量及电价作出的新安排，我们预期运营商对“十五五”期间的新增项目开发力度，将更取决于实际的用电需求及项目回报，有助内地新能源开发稳定发展。对现时项目体量较大的新能源运营商，如龙源电力（916 HK/买入），中国电力（2380 HK/买入）、华润电力（836 HK/买入）等，我们认为新政策对短期盈利影响轻微，同时能提高电价的可预见度，能缓解市场对上网电价下行的担忧。

风险因素：风/光上网电量消纳低于预期，新的价格结算机制补偿差额部分低于预期，市场化交易电价下行幅度高于预期。